enero 14, 2013 | Industria
(Biobío Chile) El seremi de energía, Rodrigo Torres, aseguró que la provincia de Bíobío tiene un alto potencial de producir energía eólica, lo que se refleja en la serie de proyectos en estudio o iniciativas prontas a ejecutarse en la zona.
Hasta el momento, hay tres proyectos de grandes parques aerogeneradores, dos de los cuales están en su fase de estudios técnicos finales mientras que el tercero comenzará su construcción en los próximos meses.
Se trata de inversiones que superan los 300 millones de dólares, los cuales se concentran en el área sur de la comuna de Los Angeles donde los estudios determinaron que se produce un denominado túnel de viento, el cual hace atractivo invertir en ese ámbito.
Según el seremi de Energía, Rodrigo Torres, este potencial marca un hito importante en la zona, que hace más de 60 años ha estado caracterizada por el fuerte desarrollo de la energía hidroeléctrica.
La autoridad del ramo planteó que es muy importante que ese potencial de generación eólica sea aprovechado, debido a la necesidad del país de contar con energía limpia y competitiva.
El ingreso de la energía eólica marcha un giro relevante en la generación energética local en la historia de la provincia de Biobío, que en los últimas seis décadas estuvo marcada por el desarrollo de energía hidroeléctrica, primero en el río Laja con las centrales de El Abanico, El Toro y Antuco, seguida años más tarde por la centrales Rucúe y Quilleco.
Los proyectos continuaron en los años 90 en la zona alta del río Biobío con las centrales Ralco, Pangue, Palmucho y Angostura, esta última actualmente en plena construcción.
También en el río Duqueco se construyeron centrales, que fueron Peuchén y Mampil, además de varios proyectos energéticos a pequeña escala.
Fuente / Biobío Chile
diciembre 10, 2012 | Industria
(El Mercurio) Son 738 mil m {+3} de hormigón, equivalente a 2,4 Costanera Center, los que irrumpen en la precordillera de la Octava Región. Allí, en el límite de las comunas de Quilaco y Santa Bárbara, a 63 km de Los Ángeles y en la confluencia de los ríos Biobío y Huequecura, la construcción de la central hidroeléctrica Angostura llega a su recta final con un 81,4% de avance.
Con 316 MW de potencia instalada, en octubre de 2013 este proyecto de Colbún será el primero sobre 300 MW que encenderá sus turbinas tras Ralco (640 MW), de Endesa, inaugurado en septiembre de 2004, unos 50 km aguas arriba del Biobío, y la última de las grandes centrales construida.
No sólo han pasado ocho años desde el último proyecto de esta envergadura en el país. Al menos, durante el próximo quinquenio no habrá otro similar: no hay grandes hidroeléctricas en construcción e HidroAysén, con sus cinco centrales y 2.750 MW de capacidad de generación, está actualmente frenado. «Esta central que construimos acá en Biobío hará historia en la década», recalca Leonardo Díaz, gerente de Proyecto de Angostura.
Con US$ 671 millones de inversión, la obra está a cargo del Consorcio Angostura -compuesto por la italiana Impregilo y la chilena Fe Grande- e inyectará 1.542 GWh (Gigawatts/hora) de energía media anual al Sistema Interconectado Central (SIC). Aportará así con el 3% del flujo de este tendido que abastece al 90% de la población del país, y con una generación de energía equivalente al consumo de 200 mil habitantes.
Aprovechar el verano
El proyecto del grupo Matte partió en febrero de 2010 y el terremoto de ese mes los sorprendió abriendo caminos interiores, por lo que no hubo mayor impacto. Tampoco enfrentó protestas medioambientales, pues aunque se articuló un grupo en contra, su acción ha sido escasa y no ha generado retrasos.
Hoy hay más trabajo simultáneo que nunca, con un peak de 3.500 trabajadores (32% de la zona) que aprovechan el verano para terminar las obras civiles.
Se debe terminar la construcción de 4,2 km de una docena de túneles, de 1,6 km de pretil que contendrá el embalse por un extremo, de la caverna de máquinas y de la presa. Esta última, de 60 m de alto y 160 m de largo, ya da forma a los vanos de las seis compuertas de la central, que inundará 641 ha (180 ha del cauce actual) en 5 km por el río Huequecura y 16 km por el río Biobío.
Serán 100 millones m {+3} que se empezarán a embalsar en junio próximo, lo que puede tardar hasta 25 días según el caudal. Un volumen que representa sólo el 8% de los 1.300 millones m {+3} que requirió Ralco para formar su lago, que inundó 3.500 ha.
“Tendremos una cota de operación que varía un metro, entre los 317 metros sobre el nivel del mar y 316 m.s.n.m., lo que le da mucha estabilidad como embalse y hace factible el desarrollo turístico», dice Díaz. Para esto último se proyecta un mirador, un sendero y permitir que los visitantes crucen la presa y conozcan la operación.
Con 33 m de ancho, 150 m de largo y 55 m de profundidad, la caverna de máquinas de esta central subterránea es la más grande de los proyectos hidroeléctricos del país.
Allí, hoy se montan los equipos (38% de avance), donde las tres turbinas (dos de 135 MW y una de 46 MW) son las estrellas. La primera unidad comenzará a generar en octubre del próximo año y dos meses más tarde estarán las tres en funcionamiento.
Inundación por embalse lleva a relocalizar a 46 familias
Con la construcción del proyecto en tierra derecha resta terminar con el proceso de relocalización de 46 familias -130 personas- que verán inundadas sus viviendas, 40 de las cuales ya dejaron sus predios.
El proyecto Ralco fue un fantasma que llevó a Colbún a reforzar su trabajo con la comunidad, sobre todo en la tarea en curso de llegar a acuerdo con dichas familias, y con otros 88 propietarios que no residen en la zona, pero que verán inundada parte de sus tierras.
«Llevamos este proyecto a la comunidad un año y medio antes de que se anunciara por la prensa. Por eso este proceso ha sido más tranquilo, menos traumático y más armónico de lo que fue la «guerra de Arauco» de Ralco», dice Leonardo Díaz, en alusión a las protestas de pehuenches y ambientalistas por la construcción de ese proyecto en Alto Biobío.
Aún falta relocalizar a seis familias, cuatro de las cuales se identifican como indígenas, aunque para Díaz no hay tal reconocimiento estatal. Ellos exigen que además de una casa (de entre 56 m {+2} y 136 m {+2} ), un predio (de mínimo 2,5 ha), el pago por el terreno y otros beneficios, se les pague por dejar sus casas.
Cuatro de estas familias, además, fueron reasentados por la central hidroeléctrica Pangue, la primera que hace 15 años se instaló en el río Biobío. «Las personas con las que estamos conversando definieron su tema económico. Ya le dieron un valor, y lo que quieren es una indemnización», dice Díaz, y acota que en eso no transarán. «Todavía tenemos por delante seis meses (antes del embalse), y hay mucha conversación», asegura el ejecutivo.
Fuente / El Mercurio
septiembre 22, 2012 | Industria
(ELECTRICIDAD) El Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) estudia el proyecto que apunta a la construcción de una nueva central hidroeléctrica en la Región de Biobío, de 11,5 MW de potencia, iniciativa de la compañía Aaktei Energía de aproximadamente US3 millones de inversión, que se ubicaría en las comunas de Yungay y Tucapel.
Según el Estudio de Impacto Ambiental (EIA), que se encuentra en fase de evaluación, se trata de la central hidroeléctrica de pasada El Pinar, que generará electricidad a partir del desnivel entre los derechos de aguas otorgados, aprovechando el caudal del río Cholguán sin la necesidad de crear un embalse.
La energía producida en El Pinar será inyectada al Sistema Interconectado Central (SIC) por una línea de 66 kV que empalma con la línea Pangue-Charrúa en la subestación Cholguán.
Fuente / ELECTRICIDAD
septiembre 5, 2012 | Industria
(Diario Financiero) Otro año de deshielo seco es lo que arrojan los resultados del primer pronóstico de deshielos para las cuencas desde Aconcagua a Biobío, reveladas por el Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) del Sistema Interconectado Central (SIC), en base a un informe contratado por la entidad.
Las previsiones de excedencia de deshielo llegan a 90%, dice el reporte, lo que significa, explican los expertos, que 9 de cada diez años son más húmedos que el que se está pronosticando. Y aunque los números deben ajustarse en próximas revisiones, son más grises que los que se preveían en el mismo reporte para años anteriores, que también fueron secos (ver tabla).
Las probabilidades son más altas en la cuenca del Biobío, donde se ubican centrales como Ralco y Pangue; y en la cuenca del Maule, donde están centrales como Colbún, Pehuenche o Cipreses.
Menor generación hidro
Fuentes del CDEC-SIC confirman que “la situación se ve poco promisoria” en cuanto a la hidrología. Por ello, la generación de energía tendrá que provenir de otras fuentes, principalmente térmicas, como GNL y carbón.
Según María Isabel González, ex secretaria Ejecutiva de la CNE, el que haya menos deshielos significa que habrá “menos agua para los meses en que debiéramos tener abastecimiento por vías o deshielos, de octubre a diciembre”. Para la experta, esto produciría que los costos marginales podrían llegar a ser más altos que los que existen actualmente, producto que hoy están más ligados a las centrales de ciclo combinado.
Una visión compartida por Francisco Aguirre, de Electroconsultores, quien señala que las previsiones -aún preliminares- hablan de “menos agua, menos embalses, menos caudales, más generación termo”. En todo caso, dice el experto, el costo marginal seguirá más ligado a la generación diésel en el Norte Chico, mientras que en el centro más relacionado a generación con GNL. Por ello es tan importante la negociación que lleva adelante Endesa con British Gas por las nuevas tarifas.
Respecto de las lluvias que se esperan para septiembre, éstas no ayudarían mucho, pues “la lluvia de este mes tiene un contenido de frío menor. El agua cae hasta más arriba y la nieve lo hace con una temperatura cerca del deshielo”, por lo que la acumulación de nieve es menor, explican expertos.
Consultado por cómo ve el gobierno la situación hídrica, el ministro de Energía, Jorge Bunster, señaló que “ya llevamos tres años de sequía. Este año hemos tenido una hidrología un poco mejor que los anteriores, esperemos que tengamos unos deshielos mejores que los que hemos tenido en años anteriores, pero probablemente todavía lejos de lo que son años normales”.
El costo marginal
Con este panorama, las estimaciones de costo marginal que tenía el CDEC-SIC quedaron obsoletas. El último informe estimaba que estaría en torno a US$ 129/MW en la barra Alto Jahuel en diciembre. Sin embargo, la situación ya se muestra complicada.
En agosto, el marginal en la barra Alto Jahuel -en la parte central del SIC- llegó a poco más de
US$ 171/MW, lo que representa un incremento de 23% respecto de julio, siendo el mayor alza desde marzo, cuando el marginal subió 27,6%. Respecto a igual mes del año pasado, registra un aumento de 2,9%.
Fin del decreto
Las estimaciones preliminares vienen justo cuando el gobierno anunció el fin del decreto de racionamiento eléctrico que afectaba el funcionamiento del SIC, que fue prorrogado en dos ocasiones.
“La hidrología de los meses de invierno, sumada principalmente a la entrada en operación de la central Santa María (340 MW aproximadamente) y el inicio de pruebas de la central Bocamina 2 (340 MW aproximadamente), permitieron una proyección de seguridad al suministro eléctrico”, dijo el gobierno al anunciar el fin de la medida.
Expertos estiman que si la situación se vuelve más complicada producto de la escasez de agua debido de bajos deshielos, hacia fines de año el gobierno se vería en la obligación de volver a considerar un nuevo decreto de racionamiento.
Fuente / Diario Financiero
agosto 9, 2012 | Industria
(Diario Financiero) Finalmente va a haber una nueva valorización, y el elegido habría sido el que se esperaba: Celfin.
Según confirmaron fuentes de las AFP, la negociación de la empresa con el banco de inversiones habría terminado el martes pasado, día en el que se habrían definido los principales parámetros y factores a considerar en la realización de este nuevo informe, que se suma al que ya realizó el perito Eduardo Walker, que tasó los activos de Endesa Latam en US.862 millones. Según los cálculos del mercado, las valorizaciones independientes apuntaban a un rango entre US$ 3.500 millones y US$ 3.800 millones.
Cabe recordar que en un informe enviado a clientes por Celfin a fines del mes pasado señalaba que “algunas contribuciones de capital están valorizadas a un premium sobre la capitalización de mercado, y ello podría justificarse en la oportunidad de aumentar el control. De todas formas, algunas contribuciones parecen estar lejos del fair value”. Y entre ellas nombraban los activos de Colombia, que representan un 59% del total, mientras que en Brasil consideraban caros los activos de Cien y Coelce, y en Chile la valorización de Pangue también estaría por sobre el mercado.
Baja en clasificación sin efecto
Por otro lado, Fitch Ratings señaló en su último reporte que no se prevé que la baja en la clasificación de Endesa España a ‘BBB+’ (al mismo nivel que las de Enersis y Endesa Chile), impacten en las clasificaciones de estas últimas, “debido al sólido perfil creditico de estas entidades que, hasta el momento, han sido analizadas de forma ‘stand alone’”.
Sin embargo, agrega el documento, cualquier cambio material en la política de dividendos “derivado de un deterioro de su accionista controlante o un aumento significativo en el nivel de inversiones podría presionar las clasificaciones vigentes de Enersis y Endesa Chile. El 2 de agosto de 2012, Fitch bajó las clasificaciones de Endesa España y Enel SpA a ‘BBB+’, Rating Watch Negativo, de ‘A-‘, Rating Watch Negativo. Enersis pertenece en un 60,62% a Endesa S.A., quien a su vez es controlada por, Enel SpA (92%)”.
Fuente / Diario Financiero
